中國儲能網(wǎng)訊：2025年11月，四川、重慶、青海三地電力現(xiàn)貨市場轉入連續(xù)結算試運行，標志著我國省級電力現(xiàn)貨市場已基本實現(xiàn)全覆蓋，全國統(tǒng)一電力市場建設取得重大標志性成果。在完成市場建設的基礎布局后，省級電力現(xiàn)貨市場運營的核心任務將轉向充分發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用，在保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的前提下，實現(xiàn)社會福利最大化。
黨的二十屆四中全會提出堅持有效市場和有為政府相結合，為省級電力現(xiàn)貨市場的完善提升指明了方向。市場并非萬能，在市場機制尚不健全或出現(xiàn)失靈時，政府應適時介入，以維護公平競爭、提升運行效率并保障公共利益。在市場建設初期，適度的政府干預具有必要性。然而，隨著市場機制逐步成熟并發(fā)揮作用，政府應有序、適時地調整角色，逐步退出直接干預，轉向規(guī)范監(jiān)管與制度保障。此外，政府干預的邊界和尺度，應以不干擾市場正常競爭秩序為前提，并在實踐中持續(xù)優(yōu)化、動態(tài)調整，推動形成市場機制有效、政府監(jiān)管有力的良好格局。
峰谷分時電價對市場運營和頻率安全的不利影響
上世紀80年代，北京、上海率先試點峰谷分時電價政策。2003年，國家發(fā)改委首次提出在全國范圍內推行該政策，并于2021年要求全面執(zhí)行。該機制根據(jù)電網(wǎng)負荷變化將一天劃分為不同時段并實行差異電價，旨在運用價格杠桿調節(jié)用戶用電行為，使其更好地匹配發(fā)電資源與電網(wǎng)承載能力。
在政策實施初期，其主要目標是延緩電力投資、緩解供需矛盾。近年來，隨著新型電力系統(tǒng)建設不斷推進，目標已由單純保障供應轉向兼顧保供與促進新能源消納。在省級電力現(xiàn)貨市場建立之前，峰谷分時電價政策較好地適應了電力系統(tǒng)的發(fā)展需要，為優(yōu)化電力資源配置、提升電網(wǎng)保供和保消納能力發(fā)揮了重要作用。即使在現(xiàn)貨市場初步建立但尚未完善的階段，該政策仍對電網(wǎng)運行具有積極意義。
然而，在省級電力現(xiàn)貨市場逐步完善之后，峰谷分時電價機制的不適應性日益顯現(xiàn)，已成為影響電力市場運營效率和電網(wǎng)頻率安全的突出問題，亟待統(tǒng)籌解決。
對電力現(xiàn)貨市場的不利影響
首先，目前在省級電力現(xiàn)貨市場，無論是日前市場還是實時市場，均是以15分鐘為出清周期（個別省份實時市場以5分鐘為出清周期），也就是說，現(xiàn)貨市場至少每15分鐘就有一個出清價格信號，而峰谷分時電價通常以小時為劃分單位。在價格信號精細度方面，峰谷分時電價遠不如市場出清電價。
其次，市場出清電價是發(fā)電側和用戶側雙邊競價的市場結果，最能反映發(fā)用電雙方的市場意愿，也是以社會福利最大化為目標的優(yōu)化結果。而峰谷分時電價的峰谷平時段劃分和各時段電價均是人為提前設定。這種人為設定在電力現(xiàn)貨市場運營之前是科學有效的，因為在目錄電價體系下，用戶側負荷缺乏價格彈性，發(fā)電側新能源因占比小影響也不大。換句話說，在目錄電價體系下，發(fā)電和用電行為的確定性非常強，再加上電網(wǎng)運行方式的強計劃性，對用電需求提前進行規(guī)劃調整是確實可行的，也是行之有效的。但是在電力現(xiàn)貨市場運營之后，電網(wǎng)運行邊界條件變得高度不確定，峰谷分時電價人為設定失去了準確性基礎，準確劃分峰谷時段和科學設定各時段電價在理論上已經(jīng)成為不可能。以峰谷時段劃分為例，由于外購電數(shù)量不同、新能源發(fā)電波動性、用電負荷對電價響應等多因素影響，在市場環(huán)境下用電負荷的峰谷分布時段已不再固定，而是隨著市場邊界條件的變化而變化，例如在劃分的峰時段有可能是出清電價的低谷，此時套用峰時段的高電價非常不合適，直接扭曲了市場電價信號，對用戶的用電行為發(fā)出了錯誤的激勵信號，本來市場出清電價是鼓勵用戶多用電，但是峰谷分時電價卻用高電價迫使用戶少用電，這種人為干預信號與市場出清結果的背離對市場運營效率的影響是顛覆性的。峰谷分時價格的設定同樣如此，由于負荷價格彈性系數(shù)不確定，峰谷分時電價的人為設定缺乏科學基礎。盡管各省份加大了對峰谷分時電價調整的頻度，但這只是治標不治本，提前準確設定峰谷分時電價幾無可能，而不準確的峰谷分時電價導致的峰谷負荷轉移偏差量必將對市場運營產生擾動。
再次，峰谷分時電價的實施在電力用戶之間形成了新的交叉補貼。該政策下產生的月度損益由全體工商業(yè)用戶共同分享或分攤，這意味著該電價機制并未創(chuàng)造額外的社會福利，而僅是在用戶之間進行利益再分配。本質上，未響應峰谷分時電價的用戶實際上為響應的用戶提供了價格補貼，且這種補貼對補貼方而言是非自愿的，補貼方對補貼力度也無權置喙。相比之下，在市場化電力交易中，出清電價由發(fā)電方和用電方通過報價共同形成。一旦成交，即表明雙方的市場意愿均得到滿足，用戶的用電自主權受到尊重。例如，在高電價時段，用戶若選擇以高價用電，屬于自愿行為，所支付的電價直接對應發(fā)電機組，并不會在用戶之間引發(fā)交叉補貼。
綜上，從市場運營角度分析，無論是電價信號精細度、準確性還是市場公平性方面，電力現(xiàn)貨市場出清電價均完勝峰谷分時電價。如果在市場運營的同時執(zhí)行峰谷分時電價，可能會扭曲市場出清電價，造成市場供需關系失真，進而影響市場運營效率，甚至會構成不當干預市場的實證。需要指出的是，目前大多數(shù)省級電力現(xiàn)貨市場出清電價并未有效傳導至負荷側，用戶無法對出清電價進行實時響應，即使在這種情況下，峰谷分時電價仍然具有重要的保供保消納作用。
對電網(wǎng)頻率安全的不利影響
在峰谷時段切換時刻，電價彈性系數(shù)高的敏感用戶集中改變用電行為，造成用電負荷在短時間（通常為新時段第一分鐘）內發(fā)生突變，如果缺少平時段過渡，由谷時段直接轉峰時段或者由峰時段直接轉谷時段，這種負荷突變現(xiàn)象尤其明顯，對電網(wǎng)頻率安全形成了實質性威脅。系統(tǒng)規(guī)模較大的單個省份負荷突變量就可高達數(shù)百萬千瓦，再考慮同一區(qū)域交流電網(wǎng)其他省份峰谷時段切換時刻可能存在重疊，這個數(shù)量級別上的負荷擾動沖擊已經(jīng)成為亟待解決的頻率安全現(xiàn)實難題。以最高負荷為2億千瓦的區(qū)域電網(wǎng)為例，其K值（系統(tǒng)單位頻率調節(jié)功率）取最大負荷的1%，即200萬千瓦/0.1赫茲，那么理論上400萬千瓦負荷擾動可造成的頻率波動為400÷（200/0.1）=0.2赫茲，這個頻率波動值已達電網(wǎng)正常運行允許頻率偏差范圍的上限。
峰谷時段切換時刻均出現(xiàn)頻率突變，頻率質量呈下降趨勢。在每日峰谷時段切換的典型時刻：00∶00、08∶00、11∶00、13∶00和22∶00，電網(wǎng)頻率均出現(xiàn)了突變，變化規(guī)律為峰時段轉谷時段由于負荷激增出現(xiàn)低頻，谷時段轉峰時段由于負荷激減出現(xiàn)高頻。近年來，各省份對峰谷分時電價進行了精細化改進，其一細化了峰谷時段劃分，部分省份峰谷時段高達8段；其二拉大了峰谷分時電價差，特別是在設定尖峰電價和深谷電價之后。這兩個改進方向均在一定程度上加大了峰谷分時電價對電網(wǎng)頻率安全的不利影響，前者增加了峰谷時段切換時刻，也就是增加了負荷突變的時刻數(shù)量，而后者增加了單個時刻點的負荷突變量。事實上，峰谷分時電價對電網(wǎng)頻率安全的不利影響不僅是理論上的分析，而是已經(jīng)反映在電網(wǎng)頻率質量的統(tǒng)計數(shù)據(jù)上，頻率不合格點數(shù)、一分鐘頻率偏差均方根值等頻率質量核心指標均呈現(xiàn)下降趨勢。
解決峰谷時段切換時刻的頻率突變問題代價較高，主要原因在于其兩個顯著特征：一是突變持續(xù)時間短，主要集中在新時段開始的第一分鐘；二是負荷突變量大，遠超正常負荷波動水平。因此，應對此類頻率突變需要調用大量的靈活性調節(jié)資源。傳統(tǒng)火電機組的自動發(fā)電控制功能在此情況下作用有限，必須依賴抽水蓄能、儲能等優(yōu)質快速調節(jié)資源。在電力市場環(huán)境中，解決該問題的經(jīng)濟合理性常受質疑。為解決新能源波動性問題調用靈活性調節(jié)資源可以減少棄風棄光，而為解決峰谷時段切換時刻頻率突變問題調用靈活性調節(jié)資源在社會福利方面是沒有收益的，本質上是為解決人為擾動問題買單。對比來看，在沒有實施峰谷分時電價的市場運行機制中，這類人為導致的負荷突變并不存在。同時，只要優(yōu)化計算收斂，就表明中標的調節(jié)資源足以滿足系統(tǒng)整體的調節(jié)需求，無須針對時段切換安排額外的調節(jié)資源。
筆者認為，省級電力現(xiàn)貨市場投入運營后，繼續(xù)保留峰谷分時電價弊遠大于利，盡快取消已是當務之急。筆者理解，取消峰谷分時電價可能遭到相關利益方的反對。例如，對儲能投資者而言，峰谷電價機制提供了穩(wěn)定可靠的盈利模式，幾乎不存在投資風險。然而，在市場化環(huán)境中，投資行為本身即應承擔相應風險，完全無風險并不符合市場原則。因此，峰谷分時電價適時退出，正是順應市場規(guī)律的必然選擇。值得一提的是，近期發(fā)布的《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》（發(fā)改運行〔2025〕1502號）明確提出，原則上直接參與市場的用戶不再執(zhí)行政府規(guī)定的分時電價，陜西等電力交易中心也發(fā)布提示，2026年市場化用戶分時電價不再執(zhí)行峰谷浮動政策，這無疑是市場改革的正確方向。但是目前在省級電力現(xiàn)貨市場，用電側改革進展相對緩慢，能夠直接參與市場的用戶占比較小，絕大多數(shù)工商業(yè)用戶仍得執(zhí)行峰谷分時電價。
新能源機制電量不參與中長期交易和日前市場不利于市場運營
國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱136號文）提出，新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，并要求各地在2025年底前出臺并實施具體方案。自2026年1月起，新能源將與其他經(jīng)營主體一起，公平參與電力市場交易，標志著從此在市場競爭中新能源不再有特殊性，而是與其他競爭者待遇相同。
新能源發(fā)電（如風電、光伏等）具有綠色、環(huán)保、無碳排放的特性，可為整個社會帶來環(huán)境效益，因而具備經(jīng)濟正外部性。根據(jù)經(jīng)典經(jīng)濟學理論，市場機制自身難以解決經(jīng)濟正外部性問題，通常需要政府通過補貼等政策手段在場外進行調節(jié)。市場運行的核心原則是公平，即所有經(jīng)營主體地位平等，市場規(guī)則不應設置差異條款，從而保障公平、高效的競爭環(huán)境。在公平競爭的條件下，各類電源同臺競爭，通過優(yōu)勝劣汰實現(xiàn)最優(yōu)市場效率，并最終實現(xiàn)社會福利最大化。若政府認定某種電源因其經(jīng)濟正外部性需要扶持，則應在場外通過政策補貼等方式進行支持。136號文提出建立市場外的差價結算機制，正是對這一原則的貫徹：在保障市場內公平競爭的同時，將政策性補貼安排在場外執(zhí)行。該機制明確了“市場競爭”與“場外補貼”相互獨立、互不干擾的運行框架，既契合新能源全面參與市場交易的發(fā)展趨勢，也為新能源的長遠健康發(fā)展奠定了堅實的政策基礎。
然而美中不足的是，136號文第三章第（六）條規(guī)定“對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用；初期不再開展其他形式的差價結算”。這意味著新能源機制電量只能參與實時市場結算，不能參與中長期交易和日前市場結算。如果新能源參與了中長期交易和日前市場，那么在結算時必須在中長期交易電量和日前市場中標電量中將機制電量扣除，這在各省份機制電量實施細則中均有所體現(xiàn)，而這正是值得商榷之處。誠然，允許機制電量參與中長期交易和日前市場，意味著機制電量既要參與市場內相應的差價結算，又要參與市場外的差價結算，多個差價結算之間可能存在套利空間，不利于新能源入市的風險控制。但是站在新能源經(jīng)營主體的角度考慮，這種市場風險是經(jīng)營主體自身應該承擔的，存在套利空間并不能保證正收益。是否參與中長期交易和日前市場是新能源的自主選擇權，不應該受到場外補貼政策的影響。站在更高的角度分析，機制電量不參與中長期交易和日前市場，使得新能源與其他電源市場地位不再平等，違反了市場最重要的公平性原則。一個經(jīng)營主體地位不平等的市場，其市場競爭有效性將受到根本性質疑。
再簡要分析一下，新能源機制電量不參與中長期交易和日前市場的市場影響。對中長期交易而言，機制電量不參與意味著發(fā)電供給減少，可能會導致交易電價上升。對日前市場而言，理論上其是發(fā)用電雙方自愿參與的非全電量金融市場，機制電量不參與原本不應有大的影響。然而，目前在國內省級電力現(xiàn)貨市場中，日前市場實質上是全電量參與的準物理市場。此時若機制電量不參與交易，同樣會導致發(fā)電供給減少，再加上負荷側普遍采用“報量不報價”的方式，使得負荷側對出清電價缺乏議價能力，兩者疊加可能導致日前市場出清電價出現(xiàn)較大幅度上升。
綜上，筆者認為，機制電量參與中長期交易和日前市場可能導致的市場套利問題，可以通過調整場外補貼力度的方式解決，簡單地用場外補貼政策干預市場正常運行可能不是一個好的解決辦法。據(jù)了解，個別省份例如上海已經(jīng)爭取到試點政策，新能源機制電量在上海電力市場可以參與中長期交易和日前市場，希望這個試點政策可以盡快在其他省份推廣，為迎接即將到來的新能源全面入市營造更好的外部政策環(huán)境。
